Aurora Energy Research: attuale gestione della crisi energetica ostacola investimenti nelle rinnovabili

Il quadro normativo e gli sviluppi regolatori introdotti negli ultimi mesi stanno aggiungendo incertezze nei mercati energetici italiani, che si aggiungono alla variabilità dei prezzi di elettricità e gas. Questo rende il mercato ancora più complicato, ma la redditività rimane alta. 

“Il livello del revenue cap, fissato a 180 EUR/MWh fino a giugno 2023, rimane comunque circa tre volte al di sopra dei prezzi medi pre-crisi, e certamente al di sopra di quelli necessari per garantire una redditività adeguata degli investimenti in fotovoltaico”, ha dichiarato a pv magazine Italia Michele Scolaro, Senior Associate ad Aurora Energy Research,

“Il problema è un altro. In un momento in cui serve più che mai l’industria e la investor confidence, queste misure creano il pericolo che l’Italia e i mercati europei siano considerati più rischiosi da un punto di vista di policy, il che potrebbe portare ad una rallentamento degli investimenti nel settore.”

Il governo italiano, negli ultimi mesi, ha introdotto misure, alcune delle quali di emanazione europea, tassando gli extra-profitti (del 25% sull’inverno scorso e del 50% attuale) di tutte le aziende nel settore energetico, e implementando il revenue cap a 180 euro/MWh per le tecnologie inframarginali. “Ricordiamo che la misura comunitaria si limitava a tassare solo le aziende impegnate nel settore fossile,” sottolinea Scolaro. 

Queste misure prese a Bruxelles, unite alla recente sentenza del Tar Lombardia che vede annullato il tetto ai ricavi delle rinnovabili previsto dal decreto Sostegni ter e le altre incertezze legislative sono difficili da quantificare sia per gli investitori che per il governo, spiega Christopher Coates, analista di Aurora Energy Research. 

Coates menziona la scarsa partecipazione alle aste di Terna per ottenere la riduzione obbligatoria della domanda del 5% nelle ore di punta fino a marzo 2023, ma anche la dubbia utilità della tariffa fissa dell’Energy Release (misura che prevede la cessione di elettricità a prezzi “calmierati” ad alcune categorie di clienti definiti come prioritari) a 210 euro/MWh visti i prezzi di mercato attuali (PUN di gennaio a 174,49 euro/MWh).

Le incertezze sono dovute anche a un’incertezza di fondo sui fondamentali e alle condizioni meteorologiche. La variabilità dei prezzi è quindi un fenomeno che dovrebbe perdurare, secondo gli analisti di Aurora. I prezzi dell’energia per la prossima estate e il prossimo inverno rimangono i più difficili da prevedere.

“Le misure europee sono state pensate quando i prezzi erano sopra i 500 €/MWh. I futures attuali per il PUN per il secondo trimestre del 2023 sono  sotto i 180 €/MWh, quindi l’effetto ora sembra nullo. In caso di ritorno a prezzi al livello dell’anno scorso, non è da escludere che il CAP fino a giugno 2023 possa essere  esteso e/o reintrodotto. Siamo in un periodo così volatile che l’analisi per scenari è l’unica fattibile,” ha detto Michele Scolaro.

Gli impianti più suscettibili alle nuove misure sono quelli che sono entrati in esercizio nel 2022. La redditività (misurata con il TIR – Tasso Interno di Rendimento) di un impianto solare, ad esempio, pur restando molto alta, potrebbe scendere di quasi il 2%. se i prezzi di mercato tornassero ai valori di dicembre. 

Se il revenue cap venisse esteso a giugno 2024, l’impatto salirebbe al 4.5%, che gli analisti di aurora definiscono come “non trascurabile”. Gli impianti entrati in esercizio negli anni precedenti hanno invece potuto beneficiare degli alti prezzi dell’energia e della mancanza di regole stringenti per almeno alcuni mesi.